En agosto, la Argentina produjo 943 mil barriles de petróleo por día, el máximo de su historia y el cuarto mes seguido por encima de los 900 mil y el sexto récord del año. Todo el crecimiento vino del no convencional de Vaca Muerta, que llegó a 676 mil barriles diarios, según el informe mensual de indicadores de Aleph Energy, mientras que el convencional siguió cayendo.
La cifra se celebra con razón. Pero un análisis de la consultora Faufena, que lidera Lautaro Maggi, a partir de los datos por pozo de la Secretaría de Energía, agrega una pregunta incómoda: ¿cuánto dura un récord en la Cuenca Neuquina? La respuesta: lo que tarde en declinar el pozo que lo hizo posible. El 52% del petróleo de la formación sale de pozos con menos de un año de vida. La solución perforar sin parar, aprovechando que con la misma cantidad de equipo se pueden perforar más pozos, pero el límite son siempre los costos, la logística y la eficiencia.
Un pozo de Vaca Muerta pierde más de la mitad de su producción en el primer año y alrededor de un tercio en el segundo. Según Faufena, los 521 pozos que entraron en producción en los últimos doce meses aportan 348 mil barriles diarios. Los 1.005 pozos de más de cinco años, el doble en cantidad, aportan 50 mil.
Esa curva no es una abstracción: se ve, mes a mes, en los bloques que releva Aleph.
- Narambuena (YPF) enganchó sus primeros cuatro pozos shale en marzo. En junio producía 6.100 barriles diarios, en julio 4.900 y en agosto 3.900. En dos meses perdió más de un tercio.
- Cruz de Lorena (Shell) creció 37% en julio tras conectar seis pozos entre mayo y junio. En agosto, sin pozos nuevos, cayó 5,6%.
- Bajada de Añelo (Shell) saltó 52% en junio por siete pozos enganchados en mayo, se mantuvo en julio y bajó casi 6% en agosto.
- Rincón de Aranda (Pampa) cayó 20% en junio y otro 20% en julio. En agosto rebotó 22%. En septiembre, Pampa fue la segunda operadora en fracturas de toda la cuenca, con 406 etapas, todas en ese bloque.
El patrón es siempre el mismo: la producción sube cuando se conectan pozos y empieza a bajar al mes siguiente. El récord de agosto se explica, en buena parte, por Bandurria Sur (YPF), que sumó 10.700 barriles diarios (+17%) con los 17 pozos conectados entre junio y julio. Si esos pozos se comportan como el promedio, en un año rendirán menos de la mitad y habrá que reemplazarlos.
Qué pasa si se frena
De acuerdo al informe de Faufena, en un escenario extremo: si se dejara de perforar y fracturar, la producción de Vaca Muerta caería 39% en 12 meses, de 670 mil a unos 410 mil barriles diarios. Sumado el declino del convencional, el país pasaría de unos 930 mil a 640 mil barriles: un 31% menos en un año.
Cruzar ese número con el informe de Aleph muestra qué está en juego. En agosto, las refinerías argentinas procesaron 586 mil barriles diarios y se exportaron 359 mil. La cuenta casi cierra: lo que no se refina, se exporta. Con 640 mil barriles, al país le quedarían apenas unos 50 mil para vender afuera.
Ese excedente es el que hoy sostiene la balanza energética. Entre enero y agosto acumuló un superávit de 7.834 millones de dólares, un 71% más que un año antes, con exportaciones de crudo que promedian 339 mil barriles diarios. La cinta no corre para sostener el abastecimiento interno: corre para sostener los dólares.
Cuánto hay que correr
¿Alcanza el ritmo actual? Los datos de Aleph dan una pista. Entre enero y agosto se conectaron en promedio 44 pozos shale por mes, unos 530 al año, muy cerca de los 521 que, según faufena, permitieron crecer unos 110 mil barriles en el último año. Para repetir ese crecimiento en 2027 hacen falta 60 pozos más, porque cada año hay más petróleo joven que sostener.
La perforación está acelerando. En septiembre había 42 equipos de perforación activos, la misma cifra que en agosto, y con 46 pozos perforados, 13 más que en septiembre de 2025, según Tecnopatagonia. Los pozos que perforan esos equipos todavía tienen que fracturarse y conectarse. Ahí aparece el cuello de botella.
Te puede interesar
En septiembre se completaron 2.395 etapas de fractura con 12 sets efectivos sobre un parque de 15 disponibles, a un promedio de 200 etapas por set, según Aleph. A ese ritmo, la flota actual completa unas 29 mil etapas por año. Usando los 14 sets todo el año, el techo rondaría las 33.600. La meta de crecer 100 mil barriles requiere 30.200 etapas en 12 meses. El margen existe, pero es angosto, y en 2028 la cuenta de Faufena ya pide 33.100 etapas.
Cada tonelada rinde menos
De acuerdo al análisis de Faufena, la arena rinde menos petróleo que antes. Entre 2018 y 2022, un pozo horizontal producía en su primer año entre 27 y 29 barriles por tonelada de arena. Los pozos de 2025 rinden 21. Un 25% menos en cuatro años.
Desde 2021, la arena por pozo subió 42%, de 8.300 a 11.800 toneladas, y las etapas pasaron de 37 a 50. El petróleo del primer año quedó estancado en torno a 240 mil barriles. El diagnóstico es de rendimientos decrecientes: pozos cada vez más intensivos que no producen más. Para la logística, la consecuencia es concreta, crecer 100 mil barriles por año exige pasar de los 5 millones de toneladas de arena actuales a casi siete en 2027 y cerca de nueve en 2030. Si la arena por pozo sigue subiendo al ritmo de los últimos años, en 2030 serían más de 12 millones.
Quién mueve la cinta
La cinta tiene pocos operadores. En septiembre, YPF hizo la mitad de las fracturas de la cuenca, con 1.202 etapas, y opera también la mitad de la producción no convencional: 340 mil barriles diarios. Del lado de los servicios, la concentración es mayor: Halliburton completó el 54% de las etapas del mes, seguida por SLB (23%), Tenaris (13%) y SPI (9%). Calfrac no tuvo actividad.
Esa concentración tiene dos lecturas. Para los proveedores, la demanda está asegurada: arena, transporte, agua, sets de fractura y enganche de pozos no son un pico de actividad, son lo que cuesta mantenerse. Para la cuenca, es un punto de fragilidad: una caída de actividad de un solo operador o un solo proveedor se nota rápido en la curva de producción, como mostró julio, cuando las fracturas bajaron a 1.995 etapas.
El próximo récord
El shale argentino ya demostró que puede crecer. La pregunta es a qué costo. Cada récord obliga a sostener una base de pozos jóvenes más grande, con una arena que rinde menos, una flota de fractura que trabaja cerca de su capacidad y un convencional que sigue cediendo terreno: cayó un 9% en el año, según Aleph.
El futuro muestra que la próxima mejora no vendrá de bombear más, sino de bombear mejor. Mejor espaciamiento entre ramas, mejor diseño de etapas, arena local más cerca de los pozos, logística más eficiente. Quien lo resuelva podrá correr igual de rápido gastando menos. El récord de agosto no es una meta alcanzada: es la vara que Vaca Muerta tendrá que volver a saltar en septiembre.
